提高西北油田玉北区块钻井速度研究

提高西北油田玉北区块钻井速度研究

作者：邓炜 赵斌

来源：《科技创新导报》2011年第14期

摘 要:新疆省和田市墨玉县以北是西北油田勘探开发的新区块,随着2010年7月玉北1井的重大油气突破,在该区块进行了大范围的钻井部署,却遇到了古近系膏盐岩的缩径卡钻和二叠系中统开派兹雷克组火山岩的垮蹋卡钻两大技术难题困绕。通过对卡钻原因的细致分析,从地质角度进行该井段岩性组合、岩石特点精要阐述,分析钻井提速方法。

关键词:西北油田玉北区块 膏盐岩蠕变缩径火山岩垮蹋地质瓶颈解决方法

中图分类号:TE358 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)05(b)-0044-02

引言

西北油田玉北区块位于新疆省和田市墨玉县以北,是中国石化集团西北油田分公司在塔里木盆地西南部的勘探新区。随着2010年7月在该区块部署的第一口风险预探井玉北1井的重大油气突破,揭开了对玉北区块的快速勘探开发的序幕。目前在该区块和邻边同时部署了大量不同性质和类别的超深井,为了加快勘探步伐,提高钻井速度,笔者作为玉北1-1井现场施工的地质工程师,大量收集了已钻邻井及周边正施工井的资料,分析认为本区块存在两大地质瓶颈是钻井提速必须要解决和克服的复杂因素。

1工程施工钻遇复杂情况

1.1 古近系膏岩蠕变缩径

(1)胜和2井H=1254.44+9.14m二开钻进至井深4420.66m,在井段4420.00～3989.00m进行短程起下钻作业完,下钻至井深4394.09m遇阻,多次活动无效,卡钻、钻遇含盐地层,钻具被卡死。后经过浸泡解卡剂、爆炸松扣、打捞落鱼失败的情况下被迫回填侧钻。事故耗时55.32天。(2)玉北1井H=1225.97+9.00m二开钻至井深3607.00～3690.00m多次遇到扭矩突然增大,上提遇卡下放严重遇阻。后将钻井液密度由设计1.40g/cm3逐渐提高至1.70g/cm3,井下复杂情况才得到控制。(3)玉北1-1井H=1220.46+9.00m本井在钻穿古近系前,借鉴了胜和2和玉北1井经验,提前将钻井液密度由1.40上升到1.70g/cm3,但即便如此钻至井深3950.00～4010.00m,上提下放仍有频繁遇阻卡现象。井队采用增加短起下钻次数,接单根多次划眼,严密监测工程参数异常变化情况等措施,勉强控制了井下复杂情况。

另外,三口井在古近系底部均钻遇视厚12.00～35.00m的含盐地层,钻井液氯根由14996上升到130959mg/l,电导率60上升到150ms/cm,失水2.5上升到7.5ml。含盐地层的发育,破坏了钻井液性能的稳定性,增加了工程施工的难度,严重影响了工程进度。

1.2 二叠系中统开派兹雷克组火山岩垮蹋

(1)胜和2井H=1254.44+9.14m三开钻至井深5505.00m,短起至井深5410.00m突然挂卡,倒划眼20cm泵压7上升至16MPa,扭矩300上升至500A,转盘憋死,上提185t,下砸100t未能解卡,卡点位置5420.00m。后来采用小排量循环钻井液,间断活动钻具。其间又发生一次断钻具事故,只好先起出上部钻具,所幸的是最后将全部落鱼捞出,事故解处。共耗时10.12天。(2)玉北1井H=1220.46+9.00m三开钻至井深4521.00m开始出现掉块,并逐渐增多,接单根上提下放阻卡,泵压升高。下钻时多次在4521.00～4754.00m遇阻严重,划眼扭矩增大,泵压升高。逐步将钻井液密度由设计上线从1.20上升到1.35和1.40g/cm3,井下复杂情况得到控制。钻穿本组至石炭系下统卡拉沙依组井深5254.00m,下入取芯筒至4753.91m遇阻,循环期间立压18.6上升到25.2MPa憋泵,活动钻具无效,卡死。后经爆破松扣、套铣、震击打捞出全部落鱼,解除事故,共耗时27.50天。(3)玉北1-1井H=1225.97+9.00m本井在钻穿开派兹雷克组前,也提前将钻井液密度由设计上限1.35上升到1.40g/cm3,但钻至本组中、下部井段4923.00～5060.00m岩屑中仍开始有掉块出现,但尚可保持钻井施工。待钻穿本组至井深5077.16m,起钻接单根时,立压突然由20上升到25MPa,转盘憋死,钻具遇卡,悬重由130t上提至170t,未能解卡,卡点位置5066.00m。后经地面泵车顶通循环,泵压32～35MPa不降,排量1.0～2.3L/s,因井下出现漏失而放弃,倒扣提出上部钻具,打捞落鱼时铣管两次落井,被迫回填侧钻。事故耗时43.11天。

2地质瓶颈分析

2.1 古近系地层特征

受燕山运动影响,晚白垩世的海侵,在古近纪得到继承和发展,并开始进入研究区,形成了古近系一套海岸碎屑岩－碳酸盐岩及蒸发岩沉积,经历了海岸潮坪－泻湖相→碳酸盐台地相→潮坪→泻湖相的演变过程[1]。而玉北区块受构造和古地形所限,在古近系为泻湖相沉积。根据井区各井实钻岩性、电性对比结果,玉北区块古近系整体为泥膏岩湖泊相等厚互层沉积,上部为膏质泥岩、泥岩夹薄层泥膏岩、含膏白云岩；中部为石膏岩、泥膏岩夹薄层膏质泥岩；下部为膏质泥岩、含膏泥岩,底部岩屑中可见少量灰白、棕红、紫红色盐岩。

根据实钻岩性鉴定:石膏岩、泥膏岩颜色为白、灰白色,成份以软石膏CaSO4·2H2O为主,次为硬石膏CaSO4,含少量泥质,硬度2～4,吸水膨胀性较强。泥岩、含膏泥岩颜色为灰褐、灰色。质不纯,膏质含量15%～35%。膏质分布不均匀呈斑块状、条带状分布。性较硬,吸水性、可塑性差,断口平坦状。盐岩以灰白色为主,次为棕红、紫红色,含量1～5%。成分石盐(NaCl、少量KCl)为主,微溶于水,呈玻璃光泽,稍具咸、苦味。由电测井径CAL曲线可见,本组膏岩大部分均有缩径现象,一般11.2～12in(钻头直径12.25in),最小10.1in,而泥岩显示扩径,一般12.8～13.2in,最大14in。

2.2 古近系钻井阻卡原因分析

由本系地层岩性可见,造成钻井施工遇卡、遇阻主要原因是地层岩性特征造成的。首先,当穿膏岩层时,膏岩吸附钻井液中自由水体积迅速膨胀,造成井眼缩径遇阻卡；另一方面,泥岩岩性较硬,吸水性、可塑性差,当膏岩膨胀蠕动时与其脱离,易形成掉块,造成泥岩处井径扩大,加大了钻具受阻卡程度；第三,底部的钾盐、钠盐易被常规钾基聚合物～钾基聚磺钻井液溶解,造成氯根、失水急剧升高,对钻井液的稳定性起到了恶劣的破坏作用。

以上是造成古近系出现钻井阻卡地质瓶颈,这三个地质因素严重制约着钻井速度,为了避免造成卡钻恶性工程事故的发生,不得不进行频繁短起下钻、反复划眼,不断调整泥浆性能等措施。因此,机械钻速急剧降低,在该段的钻进施工中出现了钻进时效与进尺不相符的情况。三口井古近系地层视厚仅占本开次进尺的4.07%～6.32%,而钻进施工所用的时间却占到了本开次正常钻进所用时间的17.65%～25.65%,高出了正常所用时间的13.58%～19.33%,这个比例的经济意义是不可忽视的。

2.3 二叠系中统开派兹雷克组地层特征

中二叠世随着地壳的上升与张裂,产生强烈的火山活动,形成覆盖区典型的的火山碎屑沉积；晚二叠世,火山活动停止,研究区再次成为滨浅湖沉积环境[2]。根据井区各井实钻岩性、电性对比结果,开派兹雷克组整体为灰黑色玄武岩、深灰、灰、浅灰、绿灰、灰棕色凝灰岩、深灰色辉绿岩夹灰褐、棕褐色泥岩。

根据实钻岩性鉴定:辉绿岩,发育于本组中下部,颜色为深灰色,主要矿物成分为辉石、基性斜长石、磁铁矿,次生矿物绿泥石,岩石具辉绿结构-密集分布的斜长石晶体形成的三角间隙中,充填单个辉石或磁铁矿,还具嵌晶含长结构-大的辉石颗粒内包含若干长条状斜长石晶体,辉石虽被隔开,但同时消光；岩石致密、坚硬[3]。玄武岩,灰黑色,斑状结构,斑晶为辉石(个别伊丁石化或蛇纹石化)和基性斜长石,有的岩石内辉石斑晶可达15%左右；基质仍具拉斑玄武结构,在基性斜长石晶体的间隙中充填许多细小的辉石颗粒或由它此生变化形成的绿泥石,少量间隙中含浅棕色的玻璃质,岩石致密,坚硬[4]。凝灰岩,颜色较杂,以深灰、灰色为主,次为浅灰、绿灰色,少量灰棕色,凝灰结构；岩石由20%～30%岩屑、40%～35%晶屑、40%～35%火山灰(已蚀变)胶结组成。岩屑主要为泥岩；晶屑成份以长石、石英为主,少量暗色矿物；部分岩屑、晶屑已碎裂；岩屑呈粉粒状,少量呈片状,局部具碳酸盐化,性较软,用手可捻成粉末状。泥岩,主要呈薄层夹层的形式发育,以灰褐为主,次为棕褐色,性较硬,吸水性、可塑性差,断口平坦状,岩屑呈块状。由电测井径CAL曲线可见,开派兹雷克组全井段均为扩径,尤其是在玄武岩井段,一般10.2～11.2in,最大可达14in,凝灰岩、辉绿岩和泥岩井段一般9.8～10.8in,而钻头直径为8.5in,平均井扩大率23.5%。

2.4 二叠系中统开派兹雷克组钻井阻卡原因分析

分析了本组的岩性组合及岩石特征,再来分析造成本组易垮塌、憋泵阻卡的原因就变得十分明了了。首先,玄武岩、辉绿岩中因含有大量的辉石、斜长石、磁铁矿斑晶,岩石变得硬脆,几乎没有塑性,再加上火山喷发时大量的气体伴着熔岩一起喷出地表或侵入周边岩体中,因此火山

岩又发育有一定的气孔、缝隙等,这样当钻穿该岩石后,在钻具或钻头碰撞到井壁时,就很容易使其断裂、崩落、垮塌。其次,凝灰岩中的玻屑及刚性的火山碎屑物,也属于易断裂组分,虽然凝灰岩硬度和脆性无法与玄武岩、辉绿岩相比,但其凝灰结构的可塑性差,岩石应力释放均质性差,从而造成层脱落、垮塌。第三,呈薄层、夹层发育的泥岩,是造成本组井壁稳定性、支撑性差最关键的因素。泥岩在一定程度隔挡开了玄武岩与辉绿岩、凝灰岩的大面积接触,而岩奖岩的岩性特征与沉积岩特征巨大差异,造成泥岩与基性喷出岩(玄武岩)、浅成侵入岩(辉绿岩)及火碎屑岩(凝灰岩)之间的粘结、支撑性差,而且极有可能他们之间本身就存在一定的垂向断裂。这样就会造成本组整体各类岩石之间的支撑性、稳定性差,当完全钻穿本组后,任何一点对井壁碰撞、或是激动压力、抽吸压力都可能会造成硬脆性玄武岩、辉绿岩崩落,然后是失去了支撑的凝灰岩、泥岩的垮塌。这就是本井区多口井在本组频繁发生阻卡、憋泵的原因。该地层瓶颈的存在,同样造成机械钻速急剧降低,三口井开派兹雷组地层视厚占本开次进尺的10.04%～15.26%,而钻进施工所用的时间却占到了本开次正常钻进所用时间的17.13%～23.53%,高出了正常所用时间的7.09%～8.27%,这个比例虽然较古近系略低,但也是不容忽视的,而且多口井在本组还发生恶性的卡钻事故。

3解决地质瓶颈方法分析

就目前来说,井区钻井较少,且已钻井距今较久,其资料适用性,准确性都需要重新论证,笔者根据井区实钻情况分析探讨如下。

(1)鉴于多口井在古近系、开派兹雷克组井段运用提高钻井液密度方法,顺利穿过了该层,分析认为,古近系井段应将钻井液密度控制在1.70～1.75g/cm3之间,开派兹雷组在1.35～

1.40g/cm3才能保持地层压力平衡。但考虑到膏岩、盐岩、火山岩的物理、化学性质,显然只用提高钻井液密度的方法是远远不能够达到理想钻井状态的。所以,应进行现场地层压力测试、特殊项目测井、岩芯、岩屑采样等基础工作,并组织科研人员进行科技攻关,从优化钻井液性能、科学钻井全面入手,彻底解决两大地质瓶颈,为钻井提速清除障碍。

(2)加强地层对比,提高地质预告的准确性。准确判断古近系、开派兹雷组顶、底界深度及视厚,提前告知工程技术人员换层深度,是提高钻井速度、避免井下复杂情况发生的重要条件。不同的地层,其岩性组合特征不同,其可钻性也会大不相同,需要有针对性的钻井参数、钻进方式、钻头选型及钻井液性能等,尤其是对古近系膏岩层和开派兹雷克组的火山岩特殊地层。在实钻过程中,现场地质人员要通过正钻岩性校证预测地层剖面,加强地层对比和邻井资料的综合分析,尽最大可能的提高预测古近系和开派兹雷克组顶底界深度的准确性。

(3)提前做好可执行性较强的特殊井段钻进措施。对于本井区、本井存在的膏盐岩、火山岩,钻井技术人员要有全面的认识,并根据本井特点制定出有效的、针对性的应对措施,在实钻过程中再进行不断的修证,确保顺利钻穿特殊井段。

(4)充分利用综合录井仪,做好工程参数的异常预报。当钻遇古近系膏岩层时,通常会出现扭矩变化、钙离子升高,接单根、起下钻过程中会出现阻卡现象；钻遇盐岩层时则会出现电导、

氯根、失水升高；钻遇火山岩时会出现扭矩变大、憋泵,起下钻或者接单根时有阻卡现象,而这些异常情况的发生在综合录井仪上都能够有所反映。有时只是轻微的变化,有时变化十分明显,如果能够及时进行准确分析判断,就会提前发现井下异常情况,避免恶性钻井事故的发生。 4结语

通过对制约玉北区块钻井提速地质瓶颈的分析,认识到了该区块工程施工的艰巨性,但经过对古近系和开派兹雷克组岩性的细致分析和工程事故的原因分析,一定能够找到克服瓶颈的方法。

随着目前正钻井的摸索,经验、认识的积累以及实物、资料数据的不断完善,再加上各专业人员的不断探索,在不久的将来一定会迎来西北油田玉北区块的钻井大提速。

参考文献

[1] 丁孝忠等.塔里木盆地岩相古地理特征[M].北京:地质出版社,2001.

[2] 金仙梅等.塔里木盆地海西期火山岩特征与圈闭研究初探[M].北京:石油工业出版社,2006.

[3][4]袁云玲,阳国进.西北石油地质中心实验室[J].乌鲁木齐,2001.

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/t8n1.html